Energia rinnovabile: chi investe, chi paga e chi beneficia?

Il fotovoltaico tra convenienza economica, uso del territorio, incentivi pubblici e creazione di valore per le comunità

Premessa

La transizione energetica è uno di quei temi sui quali il dibattito pubblico tende a dividersi in schieramenti contrapposti. Da una parte chi considera ogni nuovo impianto fotovoltaico o eolico un progresso necessariamente positivo; dall'altra chi interpreta le difficoltà economiche di singoli progetti, oppure le trasformazioni del paesaggio, come dimostrazione dell'insostenibilità delle energie rinnovabili. Entrambe le posizioni rischiano di trascurare la complessità del problema.

Un recente caso portoghese, quello del grande impianto fotovoltaico Solara4 di Alcoutim, offre un esempio significativo. La società controllante è entrata in una procedura di insolvenza nel giugno 2026, dopo aver affrontato problemi produttivi, tecnici, finanziari e contrattuali. Eppure, l'impianto continua a produrre energia.

Che cosa dimostra questo episodio? Che le rinnovabili sono economicamente insostenibili? Oppure che anche un investimento in una tecnologia potenzialmente efficiente può fallire se le previsioni economiche, le condizioni di mercato e la struttura finanziaria non consentono di remunerare adeguatamente il capitale investito?

La seconda interpretazione appare più coerente con i fatti. Ma il caso suggerisce una domanda ancora più interessante: quando un investimento nelle energie rinnovabili è davvero conveniente, e soprattutto per chi?

Per rispondere non basta conoscere il costo di un pannello fotovoltaico, la quantità di energia prodotta o il prezzo al quale viene venduta. Occorre interrogarsi sul luogo in cui l'impianto viene realizzato, sulle alternative disponibili, sulle risorse territoriali utilizzate, sugli incentivi pubblici e sui soggetti che si appropriano del valore generato.

È da queste questioni che vorrei partire.

1. Perché la transizione energetica resta necessaria

Prima di affrontare la convenienza economica dei singoli investimenti, è necessario chiarire un presupposto.

La progressiva sostituzione delle fonti fossili non nasce semplicemente da una preferenza ideologica per le energie rinnovabili. Risponde a problemi scientificamente documentati: emissioni di gas climalteranti, inquinamento atmosferico, conseguenze sanitarie della combustione e dipendenza da risorse esauribili, spesso importate da altri paesi.

Una parte consistente di questi costi non viene sostenuta direttamente da chi produce o consuma energia. Si manifesta invece attraverso malattie, danni ambientali, cambiamenti climatici e conseguenze economiche distribuite nel tempo e nello spazio. È il classico problema delle esternalità negative: un costo reale che chi lo produce non paga di tasca propria, e che quindi il mercato, lasciato a sé, continua a generare in quantità superiori a quelle che converrebbero alla collettività (un meccanismo descritto già un secolo fa dall’economista Arthur Cecil Pigou).

Per fare un esempio si consideri un campo fotovoltaico; esso rende immediatamente visibile la trasformazione del paesaggio. La combustione di gas, petrolio o carbone, invece, produce effetti ambientali e sanitari altrettanto reali, ma che restano per lo più invisibili a chi la usa. Ma la visibilità di un impatto non ne misura la gravità. Questo non significa che il paesaggio debba essere sacrificato in nome della transizione energetica. Significa, piuttosto, che dobbiamo imparare a confrontare effetti differenti utilizzando criteri scientificamente fondati.

Il fotovoltaico e l'eolico presentano emissioni di gas serra lungo il ciclo di vita generalmente molto inferiori rispetto alle tecnologie basate sulla combustione delle fonti fossili. Non sono però tecnologie prive di costi ambientali, né risolvono da sole ogni problema di sicurezza e continuità dell'approvvigionamento.

Il nucleare da fissione, a sua volta, è una tecnologia a basse emissioni climalteranti, ma presenta specifiche questioni economiche, finanziarie, tecnologiche e di gestione dei rifiuti radioattivi. La fusione, invece, non costituisce ancora una soluzione commercialmente disponibile.

La questione non consiste quindi nello scegliere una tecnologia sulla base di simpatie o avversioni, ma nel progettare sistemi energetici capaci di garantire energia affidabile, accessibile e sostenibile.

In questo articolo mi concentrerò sul fotovoltaico, non perché sia l'unica soluzione, ma perché permette di comprendere con particolare chiarezza il rapporto tra scelte imprenditoriali, interessi collettivi e governo del territorio.

2. Il luogo migliore per l'investitore non è necessariamente il migliore per la collettività

Immaginiamo un imprenditore interessato a realizzare un impianto fotovoltaico: la sua valutazione comprenderà il costo del terreno, la disponibilità di irraggiamento solare, l'accessibilità del sito, la distanza dalla rete elettrica, i costi di costruzione e manutenzione, il prezzo atteso dell'energia e le condizioni di finanziamento. È un comportamento economicamente razionale: l'impresa cerca di ottenere un rendimento adeguato al capitale investito e ai rischi assunti.

Ma ciò che è conveniente per l'impresa può non esserlo per il territorio: un terreno agricolo pianeggiante, facilmente accessibile e vicino a una cabina elettrica potrebbe rappresentare una localizzazione ideale dal punto di vista finanziario. Tuttavia, se l'impianto impedisce un'attività agricola produttiva, modifica irreversibilmente il paesaggio o compromette funzioni ecologiche, una parte dei costi viene trasferita alla collettività. Viceversa, installare pannelli sulla copertura di un capannone industriale può risultare più costoso per l'investitore, ma evitare l'occupazione di nuovo suolo. La distinzione è fondamentale. La convenienza privata di un investimento e la sua convenienza economico-sociale sono due grandezze differenti.

Non si tratta di accusare gli imprenditori di comportamenti scorretti; si tratta di riconoscere che il mercato, lasciato a sé stesso, non incorpora necessariamente tutti i costi e i benefici delle decisioni individuali. Ed è proprio per questo che esistono le istituzioni, la pianificazione territoriale e le politiche pubbliche. Il compito di queste ultime non dovrebbe essere semplicemente autorizzare o vietare, ma costruire condizioni nelle quali la ricerca legittima del profitto sia compatibile con la creazione di valore per la collettività.

3. Non esiste un solo modo di produrre energia fotovoltaica

Quando si discute di fotovoltaico, spesso si immaginano grandi distese di pannelli collocati su terreni agricoli. Ma questa è soltanto una delle configurazioni possibili.

Esistono numerose alternative:

• Le coperture degli edifici industriali e commerciali possono ospitare impianti di dimensioni significative, spesso in prossimità di consumi elettrici importanti.

• I tetti delle abitazioni e dei condomìni possono favorire l'autoconsumo individuale e collettivo.

• Le cave dismesse, le discariche e altre superfici già compromesse possono essere valutate per nuovi utilizzi produttivi.

• Le infrastrutture stradali e ferroviarie offrono ulteriori possibilità, sebbene richiedano verifiche specifiche di sicurezza, accessibilità, manutenzione e convenienza economica.

Anche il settore agricolo presenta alternative al fotovoltaico tradizionale a terra: l'agrivoltaico, quando correttamente progettato, può consentire la compresenza della produzione agricola e di quella energetica. In determinate condizioni, l'ombreggiamento può persino contribuire a ridurre lo stress idrico di alcune colture.

Ma non bisogna confondere un impianto semplicemente collocato su un terreno agricolo con un autentico sistema agrivoltaico.

La compatibilità tra le due attività deve essere dimostrata attraverso indicatori verificabili: produzione agricola effettiva, continuità delle coltivazioni, condizioni microclimatiche, accessibilità dei macchinari e sostenibilità economica dell'azienda agricola.

Un impianto che produce energia ma rende impraticabile l'agricoltura non diventa agrivoltaico soltanto perché viene definito tale.

Resta però un interrogativo che precede quello normativo: anche quando la compresenza è tecnicamente autentica, l'agrivoltaico è davvero conveniente, o lo è soltanto grazie agli incentivi?

Una analisi costi-benefici condotta dall'ENEA sull'implementazione dell'agrivoltaico su scala utility in Italia (Di Francia & Cupo, 2023) ha affrontato la questione confrontando, regione per regione, un impianto agrivoltaico e uno a terra tradizionale di pari potenza. Il costo aggiuntivo delle strutture agrivoltaiche — legato in particolare al sistema di montaggio elevato, non ai moduli, che hanno lo stesso costo in entrambe le configurazioni — risulta significativo, ma non proibitivo ovunque: gli autori stimano che, anche assumendo un premio di costo doppio rispetto all'impianto a terra per la sola componente legata alla superficie, l'agrivoltaico risulti economicamente sostenibile rispetto alla soluzione tradizionale in alcune regioni italiane per colture ad alto valore come la patata — e la Sardegna, insieme a Veneto, Campania, Puglia e Sicilia, è una di queste. Non è quindi un argomento valido ovunque e per qualsiasi coltura, ma nemmeno un compromesso di facciata: è un calcolo che va fatto caso per caso, con la stessa cautela con cui va verificata la compatibilità tecnica.

La scelta della localizzazione deve quindi considerare non soltanto quanta energia si produce, ma anche quali altre funzioni del territorio vengono conservate, migliorate o compromesse.

4. Il fotovoltaico galleggiante: quando energia e acqua diventano complementari

Un'esperienza particolarmente interessante viene dal Portogallo: nel bacino di Alqueva è stato realizzato un impianto fotovoltaico galleggiante integrato con infrastrutture idroelettriche. L'idea è semplice: utilizzare una parte della superficie di un invaso artificiale per produrre energia, evitando l'occupazione diretta di terreni agricoli. Questa soluzione può offrire ulteriori vantaggi: la copertura parziale della superficie dell'acqua può contribuire a ridurre l'evaporazione, un fenomeno particolarmente rilevante nelle regioni mediterranee soggette a siccità e crescente pressione sulle risorse idriche.

Studi condotti su altri bacini — dal Passaúna, in Brasile, dove la copertura fotovoltaica galleggiante ha ridotto il tasso di evaporazione di oltre il 60% nell'area coperta, fino al più recente caso della diga di Al Wahda, in Marocco, dove il risparmio idrico stimato supera il 10% dell'evaporazione complessiva del bacino — confermano che l'effetto non è aneddotico, pur variando sensibilmente con il clima, la geometria del bacino e l'estensione della copertura.

L'ambiente acquatico può inoltre favorire condizioni termiche utili al funzionamento dei moduli fotovoltaici, la cui efficienza tende a diminuire all'aumentare della temperatura. Se l'invaso dispone già di una centrale idroelettrica e di una connessione alla rete, possono emergere economie legate all'utilizzo condiviso delle infrastrutture.

Non mancano, naturalmente, le criticità: costi delle strutture galleggianti, ancoraggi, oscillazioni del livello dell'acqua, manutenzione, sicurezza e possibili effetti sugli ecosistemi acquatici.

Il punto, però, è proprio questo: un investimento non dovrebbe essere giudicato soltanto in funzione del costo per kilowatt installato. Se una configurazione consente di produrre energia, risparmiare acqua e utilizzare infrastrutture esistenti, il suo valore economico-sociale può essere superiore a quello che emerge dai soli ricavi elettrici.

Per una regione come la Sardegna, caratterizzata da numerosi invasi artificiali e da una crescente attenzione alla gestione delle risorse idriche, sarebbe ragionevole studiare sistematicamente questa possibilità. Non per installare indiscriminatamente pannelli su tutti i bacini, ma per individuare quelli nei quali i benefici complessivi possano superare i costi e gli impatti.

5. Grandi impianti o produzione distribuita? Il problema delle economie di scala

Un'altra convinzione diffusa è che i grandi impianti siano necessariamente più efficienti.

Dal punto di vista del costo unitario di costruzione, spesso è così: un grande parco fotovoltaico può acquistare componenti a condizioni più favorevoli, ripartire i costi di progettazione su una potenza maggiore e organizzare la manutenzione attraverso economie di scala.

Tuttavia, questa non è l'unica forma di efficienza rilevante:

• Un impianto realizzato sulla copertura di uno stabilimento industriale può produrre energia in prossimità del luogo in cui viene consumata, riducendo l'energia acquistata dalla rete.

• Una rete di impianti distribuiti può diversificare geograficamente la produzione e ridurre la dipendenza da singole infrastrutture. Ma la produzione distribuita non elimina automaticamente le perdite di rete, né garantisce la continuità dell'alimentazione durante un blackout.

Perché un sistema locale possa funzionare anche quando la rete principale è indisponibile, occorrono specifiche soluzioni tecniche, sistemi di accumulo e dispositivi capaci di gestire il funzionamento in isola.

Inoltre, un numero elevato di piccoli impianti non coordinati può creare problemi di congestione, regolazione della tensione e gestione dei flussi elettrici. Non è un'obiezione teorica: un lavoro di ingegneria elettrica condotto su reti di distribuzione italiane (Carpinelli, Celli, Mocci, Mottola, Pilo & Proto, 2013) mostra come l'integrazione ottimale di sistemi di accumulo distribuiti in una smart grid richieda strategie di pianificazione e controllo dedicate — taglia, collocazione e gestione degli accumuli non sono dettagli tecnici secondari, ma condizioni senza le quali i benefici della produzione distribuita, in termini di riduzione delle perdite e di qualità del servizio, rischiano di non materializzarsi o di scaricarsi in modo diseguale sulla rete. Pertanto, non possiamo affermare che i piccoli impianti siano sempre preferibili ai grandi.

La questione economicamente corretta è individuare quale combinazione di impianti centralizzati e distribuiti minimizzi il costo complessivo del sistema, garantendo affidabilità e riducendo gli impatti territoriali. In altri termini, l'obiettivo non è massimizzare indiscriminatamente la dimensione degli impianti, né frammentare tutta la produzione. È trovare il migliore equilibrio tra economie di scala, autoconsumo, costi di rete, accumuli, utilizzo del territorio e resilienza del sistema.

6. Un esempio concreto: come si valuta la convenienza economica di un impianto

Per comprendere la differenza tra convenienza finanziaria e convenienza collettiva, consideriamo una simulazione semplificata.

Immaginiamo un impianto fotovoltaico industriale da 500 kWp, realizzato sulla copertura di un capannone. Supponiamo un investimento iniziale di 425.000 euro, una produzione annua di 750 MWh e una vita economica di 25 anni. Ipotizziamo che il 75% dell'energia prodotta venga autoconsumata, consentendo di evitare un costo variabile di acquisto di 180 euro per MWh, mentre il restante 25% venga venduto a 65 euro per MWh.

Il beneficio economico annuo lordo sarebbe:

●      Energia autoconsumata: 562,5 MWh × 180 € = 101.250 €.

●      Energia venduta: 187,5 MWh × 65 € = 12.187,50 €.

●      Beneficio annuo complessivo: 113.437,50 €.

Sottraendo 6.000 euro di costi operativi annui, il flusso economico operativo semplificato sarebbe pari a 107.437,50 euro.

Per valutare la convenienza dell'investimento utilizziamo il Valore Attuale Netto (VAN), che confronta l'investimento iniziale con il valore attuale dei flussi futuri. Con un tasso di attualizzazione del 6% e flussi annui costanti per 25 anni, il VAN risulterebbe ampiamente positivo, pari a circa 948.000 euro.

Il risultato, naturalmente, non rappresenta una previsione reale. È una simulazione didattica che trascura imposte, degrado dei pannelli, sostituzioni, eventuali costi aggiuntivi e variazioni dei prezzi. Mostra però un principio importante: la redditività di un impianto dipende non soltanto dalla quantità di energia prodotta, ma anche da come questa viene utilizzata e valorizzata.

Lo stesso impianto, se vendesse tutta l'energia a 65 euro per MWh, avrebbe un VAN molto inferiore — circa 121.500 euro, contro i 948.000 del caso con autoconsumo — pur restando positivo: il prezzo di vendita al quale il VAN si annullerebbe è di circa 52 euro per MWh. La differenza dipende principalmente dall'autoconsumo.

Questo ragionamento aiuta a comprendere perché la localizzazione in prossimità dei consumi possa essere economicamente interessante, anche quando il costo unitario di installazione è superiore a quello di un grande impianto a terra. Ma questo numero, per quanto rigoroso, risponde a una sola domanda: l'investimento conviene a chi lo realizza? Nella sezione 11 propongo un modo per estenderlo e rispondere anche alla domanda che più conta per il territorio: quanto di questo valore resta effettivamente in Sardegna?

7. Gli incentivi pubblici: sostegno alla transizione o ricerca di rendite?

C'è poi una questione che merita particolare attenzione: molti investimenti energetici beneficiano di contributi pubblici, agevolazioni fiscali o meccanismi di incentivazione.

Non vi è nulla di intrinsecamente sbagliato: un incentivo può essere giustificato quando sostiene un investimento capace di generare benefici collettivi che il mercato non remunera adeguatamente, oppure quando contribuisce a superare barriere finanziarie e tecnologiche. Ma bisogna distinguere il sostegno all'attività imprenditoriale dalla semplice appropriazione di rendite: se un progetto viene realizzato prevalentemente perché consente di ottenere un contributo, senza che vi sia un'effettiva prospettiva di creazione di valore economico e sociale, il problema non riguarda soltanto l'investitore. Riguarda anche il modo in cui la politica pubblica è stata progettata.

Il contributo può rendere finanziariamente conveniente un investimento che, senza sostegno, non lo sarebbe. Ma questo non dimostra che l'investimento sia socialmente conveniente.

Nell'analisi finanziaria dell'impresa, il contributo pubblico rappresenta un'entrata. Nell'analisi economico-sociale, invece, esso costituisce generalmente un trasferimento di risorse tra soggetti e non un beneficio netto aggiuntivo per la collettività. La domanda decisiva diventa quindi: quali benefici reali produce l'investimento in cambio delle risorse pubbliche impiegate?

Se il contributo consente di ridurre emissioni, evitare costi sanitari, migliorare la sicurezza energetica o produrre benefici territoriali superiori al costo sociale dell'intervento, può essere giustificato.

Se, viceversa, serve soltanto a garantire una redditività privata che non trova corrispondenza in benefici collettivi adeguati, la sua giustificazione economica diventa molto più debole.

Per questo gli incentivi dovrebbero essere progettati con criteri trasparenti, risultati misurabili, verifiche successive e meccanismi capaci di evitare sovracompensazioni. L'obiettivo non dovrebbe essere finanziare genericamente l'installazione di pannelli, ma favorire investimenti che contribuiscano realmente a migliorare il sistema energetico e il benessere collettivo.

8. Le Comunità Energetiche Rinnovabili: un diverso modello di creazione del valore

In questa prospettiva, le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) rappresentano un'innovazione particolarmente interessante.

La loro rilevanza non consiste soltanto nella possibilità di beneficiare di specifici incentivi. Consiste soprattutto nel diverso modello organizzativo che possono esprimere.

In una CER, cittadini, imprese ed enti territoriali possono cooperare nella produzione e nella condivisione virtuale di energia rinnovabile, perseguendo benefici ambientali, economici e sociali.

Il principio è importante: l'obiettivo principale della comunità non è massimizzare il profitto finanziario, ma generare benefici per i membri e per il territorio.

Naturalmente, ciò non significa rinunciare all'efficienza economica: una CER deve sostenere investimenti, gestire costi, organizzare attività e mantenere un equilibrio economico-finanziario. Ma può adottare criteri di distribuzione del valore differenti da quelli di un'impresa orientata esclusivamente alla remunerazione del capitale. Per esempio, può destinare una parte dei benefici alla riduzione dei costi energetici dei partecipanti, al contrasto della povertà energetica o al finanziamento di iniziative collettive. Questo, però, non avviene automaticamente.

Una CER può essere gestita male, riprodurre squilibri di potere o diventare essa stessa uno strumento per intercettare incentivi. Perciò la qualità della governance è decisiva — e non è un'affermazione di principio: uno studio condotto proprio in Sardegna (Strazzera, Lai, Moretti & Pappadà, 2026), basato su un esperimento di scelta somministrato a oltre 800 persone tra aree rurali e urbane dell'isola, mostra che solo le configurazioni caratterizzate da una proprietà realmente comunitaria dell'impianto vengono percepite come socialmente vantaggiose; quando la proprietà è di soggetti esterni, il valore sociale percepito scende al punto che gli incentivi finanziari attualmente previsti dalla normativa italiana non basterebbero a rendere l'iniziativa socialmente attrattiva — un effetto particolarmente marcato nelle aree rurali.

In altri termini, non è il nome "comunità energetica" a generare accettazione sociale, ma chi possiede effettivamente l'impianto e chi ne controlla la governance. Occorrono regole trasparenti, partecipazione effettiva, responsabilità definite e criteri verificabili di distribuzione dei benefici.

Dal punto di vista del management, la CER è interessante perché permette di osservare come soggetti differenti possano integrare risorse e competenze per realizzare obiettivi che nessuno di essi potrebbe perseguire con la stessa efficacia agendo isolatamente.

Non è sufficiente riunire persone e organizzazioni sotto un'unica denominazione per creare valore condiviso. Occorre progettare relazioni, processi decisionali e meccanismi di coordinamento capaci di produrre risultati effettivi.

9. Perché produrre energia a basso costo non significa automaticamente ridurre le bollette

Rimane un'altra questione spesso trascurata. Quando si afferma che il fotovoltaico produce energia a costi sempre più competitivi, si potrebbe pensare che questo determini automaticamente una riduzione proporzionale del prezzo pagato dai consumatori. Non è così.

Il costo di produzione dell'energia e il prezzo finale dell'elettricità sono grandezze differenti.

Nei mercati elettrici all'ingrosso, il prezzo viene frequentemente determinato attraverso meccanismi marginalisti. Ciò significa che il prezzo di mercato può riflettere il costo dell'ultima unità di energia necessaria a soddisfare la domanda — tipicamente un impianto a gas — anziché il costo medio delle diverse tecnologie che stanno producendo. È lo stesso meccanismo, detto effetto di merit order, che in linea di principio dovrebbe far scendere il prezzo marginale quando più energia rinnovabile a basso costo variabile entra in rete, spiazzando le centrali più costose: il fatto che l'effetto non sia sempre visibile nelle bollette non significa che non operi, ma che altri fattori — i contratti a termine, i Power Purchase Agreement, la differenza tra il mercato del giorno prima e quello a termine — intervengono tra il prezzo all'ingrosso e quello finale. Inoltre, il prezzo finale comprende componenti relative alle reti, alla commercializzazione, alla fiscalità e ad altri oneri. Di conseguenza, la presenza di impianti con bassi costi operativi non garantisce che tutti i benefici vengano trasferiti immediatamente ai consumatori. Questo non significa che l'espansione delle rinnovabili non possa ridurre i prezzi all'ingrosso o la dipendenza dai combustibili fossili.

Significa che la distribuzione dei benefici dipende anche dalle regole del mercato e dai contratti attraverso i quali l'energia viene acquistata e venduta. Ancora una volta, la tecnologia da sola non determina il risultato economico-sociale. Le istituzioni e i modelli organizzativi hanno un ruolo fondamentale.

10. La Sardegna: produrre energia o costruire sviluppo?

Tutte queste considerazioni assumono un significato particolare per la Sardegna. La nostra regione dispone di importanti risorse solari ed eoliche, di superfici industriali e infrastrutturali potenzialmente utilizzabili, di aree già compromesse e di un sistema di invasi artificiali che meriterebbe specifici approfondimenti. Allo stesso tempo, possiede un patrimonio agricolo, paesaggistico, ambientale e culturale che non può essere considerato semplicemente uno spazio disponibile per nuovi investimenti.

La questione non dovrebbe quindi essere formulata come una scelta tra accettare indiscriminatamente gli impianti oppure rifiutarli. Dovremmo piuttosto chiederci quali configurazioni consentano di produrre energia riducendo al minimo i costi ambientali e territoriali, e quali modelli di governance permettano di distribuire in modo più equilibrato i benefici. Per farlo servirebbe una strategia fondata su informazioni territoriali integrate: potenziale di produzione, superfici disponibili, vincoli ambientali, consumi elettrici, capacità della rete, fabbisogni agricoli, caratteristiche degli invasi e opportunità di partecipazione delle comunità. Questa conoscenza dovrebbe orientare la pianificazione e gli incentivi.

Le aree già trasformate, le coperture industriali e le configurazioni che favoriscono l'autoconsumo potrebbero ricevere particolare attenzione, senza presumere che siano sempre e comunque le soluzioni economicamente migliori.

L'agrivoltaico dovrebbe essere valutato anche sulla base della produzione agricola effettivamente mantenuta — e, come mostra lo studio ENEA citato nella sezione 3, la Sardegna è tra le regioni in cui questa valutazione può avere, a certe condizioni, un esito favorevole.

Il fotovoltaico galleggiante dovrebbe essere studiato considerando insieme energia, risparmio idrico e tutela degli ecosistemi.

Le CER potrebbero contribuire a costruire forme di partecipazione e distribuzione del valore, purché sostenute da modelli organizzativi solidi — e purché, come mostra lo studio sardo citato nella sezione 8, la proprietà dell'impianto resti effettivamente nelle mani della comunità. Soprattutto, occorrerebbe evitare che la disponibilità di contributi pubblici diventi il principale criterio di selezione degli investimenti.

Il problema non è attrarre il maggior numero possibile di progetti energetici. È attrarre e realizzare quelli capaci di generare il maggiore valore netto per la collettività.

11. Dall'economia dell'impianto all'economia del territorio

Il filo conduttore di questa riflessione è una distinzione semplice, ma decisiva.

Un investimento può essere redditizio per chi lo realizza senza essere la migliore soluzione per il territorio. Può essere economicamente conveniente per la collettività pur richiedendo un sostegno pubblico. Può produrre energia a basso costo senza trasferire automaticamente tale vantaggio ai consumatori. Può contribuire alla decarbonizzazione e, nello stesso tempo, generare conflitti territoriali se le sue conseguenze non vengono adeguatamente considerate. Per questo la valutazione degli investimenti energetici dovrebbe distinguere almeno tre livelli.

Il primo riguarda la redditività finanziaria: l'investimento remunera adeguatamente il capitale e i rischi?

Il secondo riguarda la convenienza economico-sociale: i benefici complessivi superano i costi, comprese le esternalità ambientali e sanitarie?

Il terzo riguarda la distribuzione del valore: chi sostiene i costi, chi assume i rischi e chi beneficia dei risultati?

Queste tre valutazioni non sono intercambiabili, ma possono essere messe in relazione tra loro in modo più rigoroso di quanto non suggerisca la sola intuizione.

Il Valore Attuale Netto, utilizzato nella sezione 6, risponde soltanto alla prima domanda. Per rispondere anche alla seconda e alla terza, può essere esteso in due passaggi, sulla falsariga del Valore Attuale Netto economico impiegato nelle metodologie europee di analisi costi-benefici degli investimenti pubblici.

Il primo passaggio converte in euro le emissioni di CO₂ evitate dall'impianto, moltiplicando l'energia prodotta per il fattore di emissione della fonte sostituita (in Italia, circa 0,26 tonnellate di CO₂ per MWh secondo l'ultimo dato ISPRA definitivo disponibile (2023)) e per un valore di riferimento del costo sociale del carbonio, da aggiornare periodicamente sulla base delle linee guida della Commissione Europea. Sommando questo valore al VAN finanziario si ottiene un primo indicatore, che chiamo Valore Netto Territoriale (VNT), che risponde alla seconda domanda: quanto vale l'investimento per la collettività nel suo complesso, al netto del costo-opportunità del suolo o della risorsa territoriale impiegata.

Il secondo passaggio risponde alla terza domanda, quella distributiva. Introduco un coefficiente δ, compreso tra 0 e 1, che rappresenta la quota di capitale, occupazione e utile che resta effettivamente nel territorio — prossimo a 1 per una Comunità Energetica a proprietà locale, prossimo a 0 per un impianto di un investitore esterno privo di legami con il territorio. La Quota di Valore Locale (QVL) si ottiene applicando δ alla somma di VAN finanziario e VAN delle esternalità climatiche, e sottraendo per intero il costo-opportunità del suolo — che il territorio sconta comunque, indipendentemente da chi possieda l'impianto:

QVL = δ × (VAN finanziario + VAN esternalità climatiche) − Costo-opportunità del suolo

La differenza tra VNT e QVL è il punto su cui vale la pena soffermarsi. Applicando questo schema a quattro configurazioni di uno stesso impianto da 500 kWp — il capannone industriale della sezione 6, un impianto a terra di un investitore esterno, una soluzione agrivoltaica a sviluppo locale e una CER distribuita su più tetti — emerge un quadro che un giudizio generico, positivo o negativo che sia, non potrebbe restituire:

	Capannone	A terra, esterno	Agrivoltaico, locale	CER su tetti
VAN finanziario	948.000 €	146.500 €	481.900 €	654.100 €
VAN esternalità climatiche	287.600 €	287.600 €	287.600 €	287.600 €
Costo-opportunità del suolo	0 €	~1.500 €	~500 €	0 €
δ (quota locale)	0,9	0,2	0,6	0,95
VNT aggregato	1.235.600 €	432.600 €	769.000 €	941.700 €
Quota di Valore Locale	1.112.000 €	85.000 €	461.800 €	894.600 €

 (Valori illustrativi, costruiti per mostrare il meccanismo di calcolo; i parametri finanziari di dettaglio andrebbero verificati caso per caso con le fonti ufficiali citate nel testo.)

L'impianto a terra di un investitore esterno ha un VNT aggregato ampiamente positivo: non è, di per sé, un cattivo investimento per la collettività. Ma la sua Quota di Valore Locale è circa un decimo di quella del capannone industriale, pur partendo da un VNT che ne è solo un terzo. È la dimostrazione numerica di un punto che ho enunciato all'inizio di questo articolo: la convenienza privata, quella sociale aggregata e quella distribuita sul territorio sono tre grandezze diverse, e un giudizio sommario su un impianto — buono o cattivo che sia, solo perché a terra o solo perché fotovoltaico — ignora proprio questa terza dimensione, che è quella su cui, empiricamente, si gioca l'accettazione sociale di un progetto.

La transizione energetica non consiste semplicemente nel sostituire centrali alimentate da combustibili fossili con impianti fotovoltaici o eolici.

È una trasformazione molto più profonda, che coinvolge tecnologie, mercati, infrastrutture, istituzioni, imprese e comunità territoriali. Può generare nuove opportunità di sviluppo, ma anche nuove forme di appropriazione delle risorse e nuove disuguaglianze. La differenza dipende da come viene progettata e governata.

Non basta sapere quanta energia siamo capaci di produrre e quanto costa produrla. Dobbiamo sapere dove la produciamo, quali risorse utilizziamo, quali alternative sacrifichiamo, chi finanzia gli investimenti, chi sopporta i rischi e chi si appropria dei benefici.

Soltanto rispondendo a queste domande potremo distinguere una transizione energetica che si limita a sostituire tecnologie da una transizione capace di contribuire realmente allo sviluppo sostenibile dei territori. E per la Sardegna, questa distinzione non è affatto secondaria.

È probabilmente una delle questioni più importanti sulle quali costruire una politica energetica che non si limiti a utilizzare le risorse dell'Isola, ma contribuisca a valorizzarle nell'interesse delle comunità che vi abitano.

Riferimenti bibliografici

• Carpinelli, G., Celli, G., Mocci, S., Mottola, F., Pilo, F., & Proto, D. (2013). Optimal integration of distributed energy storage devices in smart grids. IEEE Transactions on Smart Grid, 4(2), 985–995. https://doi.org/10.1109/TSG.2012.2231100

• Consiglio per la ricerca in agricoltura e l'analisi dell'economia agraria (CREA). (2025). Rapporto sul mercato fondiario 2025.

• Di Francia, G., & Cupo, P. (2023). A cost–benefit analysis for utility-scale agrivoltaic implementation in Italy. Energies, 16(7), 2991. https://doi.org/10.3390/en16072991

• Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale (ISPRA). (2026). Fattori di emissione per la produzione ed il consumo di energia elettrica in Italia 1990-2024.

• Strazzera, E., Lai, G., Moretti, C., & Pappadà, D. (2026). A choice experiment study to assess social benefits explaining citizen participation in renewable energy communities. Energy Policy. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2026.115287

Nota: i valori di costo sociale del carbonio e dei canoni/valori fondiari regionali usati nella sezione 11 sono stime illustrative costruite a partire da intervalli pubblicati da fonti ufficiali (Commissione Europea, EIB/EUROCONTROL, CREA) — da verificare e aggiornare con la fonte primaria più recente prima della pubblicazione.